Photovoltaikanlagen erlebten in den vergangenen zwei Jahrzehnten einen beispiellosen Aufschwung, getragen von gezielten Förderprogrammen, die den Ausbau erneuerbarer Energien massiv vorantrieben. Staatliche Förderinstrumente erleichterten Investitionen in die Technologie, indem sie über verhältnismäßig lange Zeiträume stabile Erträge sicherten.
So betrachteten Banken und institutionelle Investoren Solarprojekte als vergleichsweise risikoarme Kapitalanlagen, da sie aufgrund der garantierten Einspeisevergütung einen berechenbaren Cashflow ermöglichten. Dieser Umstand sorgte in der Anfangszeit bei Investoren, Finanzierenden und Projektierern für eine entsprechende Planungssicherheit.
Geringes Risiko für die Banken
Durch die stabile Einnahmequelle ließen sich viele Photovoltaikprojekte problemlos finanzieren und der Markt in Deutschland wuchs kontinuierlich. In der letzten Zeit haben sich die Rahmenbedingungen jedoch grundlegend verändert. Staatliche Fördermechanismen verlieren heutzutage zunehmend an Bedeutung. Denn sinkende Anlagenkosten und steigende Strompreise ermöglichen die Wirtschaftlichkeit ohne zusätzliche Subventionierung durch den Staat.
Technische Fortschritte und sinkende Produktionskosten machen Solaranlagen zunehmend wettbewerbsfähig. Dennoch erhalten Kleinanlagen weiterhin permanent ihre EEG-Vergütung ausgezahlt – unabhängig davon, ob eine entsprechende Nachfrage besteht oder nicht. Längst bietet der Wachstumsmarkt Strom die Möglichkeit, sich von Fördersystemen zu emanzipieren und durch unternehmerische Initiative interessante Erträge zu generieren.
Ende der Garantien?
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) war und ist ein solides Fundament für den Ausbau regenerativer Stromquellen. Eine feste Einspeisevergütung garantierte Anlagenbetreibern konstante Einnahmen über einen Zeitraum von meist 20 Jahren.
Diese langfristigen Kalkulationssicherheiten begünstigten Investitionen und reduzierten das finanzielle Risiko für Betreiber. Mit zunehmender Marktdurchdringung und sinkenden Produktionskosten rücken jedoch wirtschaftliche Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit immer stärker in den Fokus.
Ausschreibung und Direktvermarktung
So passen Reformen die Vergütungsmodelle schrittweise an, um die Integration der erneuerbaren Energien in den Strommarkt kontinuierlich zu fördern. Ausschreibungen ersetzten immer mehr die ursprünglich festgelegten Vergütungssätze. Projektentwickler müssen nun mit ihren Geboten um Förderzusagen konkurrieren.
Zudem ergänzen gleitende Marktprämien dieses System, indem sie die finanziellen Differenzen zwischen Börsenstrompreisen und garantierten Mindestvergütungen ausgleichen. Schon seit vielen Jahren gilt für Anlagen größerer Bauart die sogenannte verpflichtende Direktvermarktung nach dem Marktprämienmodell. Ziel dieser Regelung ist es, den Betrieb von Erneuerbare-Energien-Anlagen in die Marktfähigkeit zu bringen. Nun hat die EU-Kommission die beihilferechtliche Genehmigung des Solarpakets I an die Bedingung der Erlösabschöpfung geknüpft. Das führt zu zusätzlichen Unsicherheiten.
Sollte diese Regelung tatsächlich schon 2026 greifen, würde das im Ergebnis bedeuten, dass Investoren, die neue Anlagen im Rahmen des Marktprämienmodells betreiben, keine Chancen auf Mehrerlöse hätten. Die über Ausschreibungen erzielbaren anzulegenden Werte von inzwischen unter fünf Cent pro Kilowattstunde blieben dann zwar garantiert. Mehrerlöse wären damit innerhalb dieses Vermarktungssystems aber nicht mehr möglich.
Negative Strompreise
Überkapazitäten erneuerbarer Energien führen immer häufiger zu negativen Strompreisen. Angebot und Nachfrage geraten zunehmend aus dem Gleichgewicht, insbesondere in Zeiten hoher Sonneneinstrahlung und geringer Stromabnahme. Diese Preisschwankungen entstehen vor allem, wenn große Mengen Solar- und Windstrom ins Netz fließen, während der Stromverbrauch niedrig bleibt.
Überschüsse drücken damit nicht nur den Marktwert von Solarstrom an der Strombörse. Dieses Überangebot gefährdet auch die Netzsicherheit. Da konventionelle Kraftwerke ihre Leistung oft nicht schnell genug drosseln können und zahlreiche kleinere Solaranlagen weiterhin ungehindert einspeisen, wächst das Überangebot.
Wind und Sonne drücken die Preise
Bei den Day-Ahead-Auktionen an der Strombörse erfolgt der Stromhandel für den Folgetag auf Basis des Merit-Order-Prinzips, bei dem Erzeuger nach ihren Grenzkosten sortiert werden. Da Windkraft und Photovoltaik nahezu keine variablen Kosten haben, speisen sie vorrangig ein und drücken den Strompreis. Übersteigt die Erzeugung die prognostizierte Nachfrage, entstehen negative Strompreise. Abnehmer werden finanziell incentiviert, überschüssige Energie aufzunehmen.
Diese Mechanik dient der Netzstabilität, da das Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch zu Frequenzabweichungen führen könnte. Dabei verstärkt die ungleiche Behandlung von verschiedenen Anlagengrößen diesen Effekt noch weiter. Während größere Photovoltaikanlagen mit einer Leistung über 100 Kilowatt in Phasen negativer Preise keine Vergütung erhalten, speisen kleine Systeme in dieser Zeit weiterhin zu festen Bedingungen ein. Diese Marktverzerrung trägt maßgeblich zur Abwertung des Marktwerts für Solarstrom bei.
Kleine Anlagen mit großer Wirkung
Im Jahr 2024 sank der durchschnittliche Marktwert von Solarstrom auf 4,6 Cent pro Kilowattstunde. Eine Berechnung, die ausschließlich positive Preisstunden berücksichtigt, ergab hingegen einen Wert von 6,6 Cent pro Kilowattstunde. Diese Differenz verdeutlicht den erheblichen Einfluss von negativen Preisen und die weitreichenden wirtschaftlichen Nachteile für Anlagenbetreiber.
Allein 2024 wurden circa 20 Prozent der Solarstrommenge zu Zeiten negativer Preise eingespeist, mit erheblichen Auswirkungen auf die Rentabilität der Anlagen. Diese Entwicklung macht es unausweichlich, das Förderregime zu überdenken – jenseits staatlicher Garantievergütungen.
Der massive Zubau und die fehlende Marktintegration vor allem von Anlagen unter 100 Kilowatt schaffen ein unbeabsichtigtes wirtschaftliches Problem durch Überangebote. Während größere Anlagen schon heute bei negativen Preisen keine Garantievergütungen bekommen, speisen kleinere Anlagen ungehindert ein – unabhängig davon, ob der Markt diesen Strom benötigt.
Eine Antwort auf Überkapazitäten?
Bisher sicherten garantierte Vergütungen eine solide Kalkulationsbasis für Banken und Investoren. Finanzierungsentscheidungen beruhten auf stabilen Ertragsprognosen, wodurch Projekte mit hoher Fremdkapitalquote realisiert wurden. Veränderungen in der Vergütungsstruktur erfordern jedoch die Neubewertung der Geschäftsmodelle. Nicht garantierte Ertragsströme führen dazu, dass Banken teilweise höhere Eigenkapitalquoten fordern oder strengere Bonitätsprüfungen ansetzen.
Dieser Umstand steigert die Finanzierungskosten, die die Rentabilität der Solarprojekte massiv beeinflussen und den Zugang zu günstigen Krediten erschweren. Je volatiler die erwarteten Erträge, desto höher fallen die Eigenkapitalanforderungen aus. Das treibt die Finanzierungskosten für neue Projekte in die Höhe.
Neue Vorgaben des Gesetzgebers
Langsam kommt Bewegung in die Problematik. Der Gesetzgeber reagiert auf die aktuelle Entwicklung. Das Solarspitzengesetz zielt beispielsweise darauf ab, Erzeugungsspitzen zu reduzieren und negative Strompreise einzudämmen. Die maximale Einspeiseleistung neuer Anlagen bis 25 Kilowatt wird auf 60 Prozent ihrer Nennleistung begrenzt. Überschüssiger Strom soll bevorzugt direkt verbraucht oder gespeichert werden, um Netzüberlastungen zu vermeiden.
Besonders kleinere Anlagen verminderten bisher den Marktwert von Solarstrom, da sie trotz negativer Preise ungehindert einspeisten. Die Abregelung soll die Netzstabilität verbessern und gleichzeitig Anreize für Eigenverbrauch und Speicherlösungen schaffen.
Langfristig trägt das Gesetz dazu bei, Solarstrom wirtschaftlich attraktiver zu machen und besser ins Energiesystem zu integrieren. Eine einheitliche Regelung für alle Anlagen unabhängig von der Größe würde die Marktverzerrung grundlegend reduzieren und langfristig stabilere Preise ermöglichen.
Aktive Betriebsführung oder PPA
Power Purchase Agreements (PPA) stellen in diesem Zusammenhang eine mögliche Lösung dar. Diese bilateralen Verträge zwischen Anlagenbetreibern und Stromabnehmern garantieren feste Preise über mehrere Jahre hinweg. Dieser Umstand schafft einerseits zwar verlässliche Abnahmequellen für Betreiber. Andererseits liegen die aktuellen PPA-Preise oft weit unter den EEG-Vergütungen. Zudem bestehen hier auch Bonitätsrisiken auf der Abnehmerseite, da nicht jedes Unternehmen als verlässlicher Vertragspartner infrage kommt.
Direktvermarktung an der Strombörse gepaart mit einer aktiven Betriebsführung bietet eine weitere interessante Alternative. Die Menge des einzuspeisenden Stroms richtet sich nach der Marktpreisentwicklung. Der Verkauf erfolgt zu den aktuellen Börsenpreisen, wodurch in Zeiten hoher Nachfrage attraktive Erlöse erzielt werden können.
In Zeiten negativer Solarstrompreise werden die Anlagen konsequent abgeregelt. Damit kommt es zwar vorübergehend zur reduzierten vergütbaren Strommenge. Allerdings steigen die Durchschnittspreise – mitunter deutlich.
Stark wachsender Strommarkt
Nicht zuletzt aufgrund der Transformation gilt der Strommarkt als einer der am stärksten wachsenden Märkte überhaupt. Die Phasen negativer Strompreise werden in wenigen Jahren der Vergangenheit angehören. Die Solarbranche durchläuft aktuell eine Phase grundlegender Veränderungen. Staatliche Fördermechanismen verlieren an Bedeutung, während Marktmechanismen an Einfluss gewinnen.
Neue Modelle zur Finanzierung und zum Anlagenbetrieb entscheiden darüber, wie erfolgreich sich Photovoltaik im subventionsfreien Umfeld behaupten kann. Die enge Zusammenarbeit zwischen Politik, Finanzwirtschaft und Projektentwicklern fördert den Übergang zu nachhaltigen Geschäftsmodellen.
Technologische Innovationen und unternehmerische Initiative beeinflussen maßgeblich die Wettbewerbsfähigkeit der Solarenergie. Investitionen in Photovoltaik erfordern künftig eine stärkere Marktanpassung.
Langfristige Erfolgschancen hängen von der Fähigkeit ab, Risiken intelligent zu steuern und Ertragsquellen flexibel zu gestalten. Eine frühzeitige Weichenstellung sichert wirtschaftliche Stabilität und stärkt die Solarenergie als tragende Säule der Energiewende. Was es braucht, ist die Abkehr von der deutschen Vollkasko-Mentalität und mehr Vertrauen in den Markt.
Privates Institut
Anlageprojekte an rund 200 Orten
Seit 1991 konzipiert, entwickelt, plant, baut, veräußert und verwaltet die Unternehmensgruppe „Privates Institut“ (PI) Investments in Sachwerte. Hierbei liegt der Fokus seit 14 Jahren ausschließlich auf erneuerbaren Energien – vor allem auf Photovoltaik. Als eines der führenden Unternehmen in diesem Bereich spezialisiert sich die Unternehmensgruppe auf einzelunternehmerische Investments in Photovoltaikanlagen auf fremden oder eigens erworbenen Flächen.
Das Institut bietet seinen Kunden alle Wertschöpfungsstufen für eine sichere und ertragreiche Geldanlage mit den für Einzelunternehmer typischen steuerlichen Aspekten. Gleichzeitig ermöglicht es Eigentümern von Grundstücken und Gebäuden sowie Kommunen die Teilhabe sowohl durch Sanierung der Flächen als auch durch Möglichkeiten der Beteiligung für die Bürger vor Ort. Aktuell umfasst das Portfolio der Unternehmensgruppe rund 200 Standorte mit Anlagen in ganz Deutschland, die PI sowohl technisch als auch kaufmännisch verwaltet. Dabei kommt der aktiven Vermarktung des erzeugten Stroms eine entscheidende Rolle zu.
https://privates-institut.com/
Deutsche Anlagen-Leasing
Sparkassen-Partner mit Sonnenstrom aus PPA beliefert
Die Deutsche Anlagen-Leasing (DAL) bietet als Teil der Sparkassen-Finanzgruppe allen Partnern des Verbundes eine unkomplizierte Möglichkeit, Sonnenstrom per PPA samt Herkunftsnachweis aus Deutschland zu beziehen. Die nachhaltige Energie wird im Solarpark Kleinschirma in Sachsen erzeugt, der Anfang September 2024 in Betrieb ging.
Der Solarpark leistet 54 Megawatt. DAL ist mit Eigenkapital an der Betreibergesellschaft beteiligt und tritt erstmals als Investor einer Freiflächenanlage auf. „Mit unserer direkten Investition in einen Solarpark eröffnen wir Unternehmen der Sparkassen-Finanzgruppe die Möglichkeit, langfristig, sicher und preisstabil grüne Energie zu beziehen und den Ausbau erneuerbarer Energien zu fördern“, erläutert Andreas Geue, Vorsitzender der Geschäftsführung der DAL. „Unsere Partner verschaffen sich hohe Glaubwürdigkeit und handfeste Wettbewerbsvorteile durch zertifizierten Bezug von Grünstrom.“
Die Abwicklung erfolgt über Power Purchase Agreements (PPA), also über langfristige, direkte Stromlieferverträge zwischen Erzeuger und Abnehmer. Im Rahmen der Verträge werden Liefermengen und Preise festgelegt. Geplant und gebaut wurde der Solarpark von Solarparc, an der Finanzierung war unter anderem die Sparkasse Oberhessen beteiligt.
Das erste PPA für Solarenergie aus Kleinschirma wurde mit der Firma Finanz Informatik abgeschlossen. Ab Jahresbeginn 2025 wird der IT-Dienstleister der Sparkassen mit grünem Strom versorgt. Finanz Informatik betreibt einen der weltweit größten Verbünde von Rechenzentren für Finanzdienstleistungen. Zu den Kunden zählen die Sparkassen, Landesbanken, Landesbausparkassen, die Deka Bank sowie öffentliche Versicherer. Auch die DAL Deutsche Anlagen-Leasing selbst sowie die Deutsche Leasing werden künftig grünen Strom aus Kleinschirma beziehen. Die DAL plant darüber hinaus den Ausbau des Angebots, um weiteren Unternehmen des Verbundes nachhaltige Energie zu liefern.
DAL begleitet ein Transaktionsvolumen von über 2,7 Milliarden Euro pro Jahr, vor allem für aufwendige, assetbasierte Investitionen. Die Projekte werden strukturiert und die Finanzierung arrangiert.
Finanz Informatik (FI) betreut die Digitalisierung von 349 Sparkassen, sechs Landesbanken, der Deka Bank, fünf Landesbausparkassen, öffentlichen Versicherern sowie weiteren Unternehmen der Sparkassen-Finanzgruppe und der Finanzbranche. Das Banksystem OS Plus der FI verwaltet rund 50 Millionen Kundinnen und Kunden der Sparkassen.
Der Service umfasst rund 113 Millionen Bankkonten, jährlich werden über 187 Milliarden technische Transaktionen durchgeführt. Das Unternehmen beschäftigte Ende 2023 rund 4.650 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter. Gemeinsam mit den Tochterfirmen hat die FI 2023 einen Umsatz von 2,44 Milliarden Euro erzielt.
https://www.dal.de/de/im-fokus/beitraege/solarpark-kleinschirma
Der Autor
Privates Institut
